EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE INTERCONEXIÓN PLANTA.pdf

7/25/2019 EVALUACIN TCNICO-ECONMICA DE INTERCONEXIN PLANTA.pdf

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UNIVERSIDAD SIMN BOLVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIN DE INGENIERA ELCTRICA

EVALUACIN TCNICO-ECONMICA DE INTERCONEXIN PLANTA

TERMOCENTRO CON EL SISTEMA ELCTRICO NACIONAL

Por:

Vctor Manuel Mndez Rangel

INFORME DE PASANTAPresentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar

como requisito parcial para optar al ttulo deIngeniero Electricista

Sartenejas, Marzo de 2009


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UNIVERSIDAD SIMN BOLVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIN DE INGENIERA ELCTRICA

EVALUACIN TCNICO-ECONMICA DE INTERCONEXIN PLANTA

TERMOCENTRO CON EL SISTEMA ELCTRICO NACIONAL

Por:

Vctor Manuel Mndez Rangel

Realizado con la asesora de:

Tutor Acadmico: Miguel Martnez Lozano

Tutor Industrial: Celso Luis Fortoul Pompa

INFORME DE PASANTA

Presentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvarcomo requisito parcial para optar al ttulo deIngeniero Electricista

Sartenejas, Marzo de 2009


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iv

RESUMEN

La Evaluacin Tcnico-Econmica presenta los diferentes estudios de planificacin que

se realizaron como propuesta de Expansin de Transmisin del sistema de La Electricidad de

Caracas, necesarios para la conexin entre la Planta Termoelctrica Termocentro, ubicada en losValles del Tuy, Estado Miranda, y el Sistema Elctrico Nacional. Para esto, se realizaron estudios

empleando la Metodologa del Ao Horizonte; la cual consiste en definir el Sistema Elctrico en

un ao futuro, considerando el crecimiento esperado de la demanda, para luego determinar los

refuerzos que se deben instalar cronolgicamente. En este trabajo se han manejado varias

opciones de interconexin a nivel de 400 kV y 230 kV, involucrando subestaciones y lneas de

transmisin cercanas a la ubicacin de la Planta. Mediante estudios de flujo de carga y

cortocircuito en estado estacionario se presentaron tres opciones de interconexin tcnicamente

tcnicamente. Se busc evitar sobrecargas en lneas de transmisin y transformadores en

condiciones normales y bajo contingencia simple (N-1), as como no exceder las capacidades

nominales de interrupcin de los equipos de proteccin existentes. Adicionalmente, se realiz una

Evaluacin Econmica comparativa para determinar cul de las opciones se presentaba ms

atractiva. Luego de realizar todos los estudios pertinentes, y analizar las condiciones y

necesidades de las subestaciones candidatas a la interconexin, se defini el esquema en 230 kV

de Termocentro con subestaciones pertenecientes a La Electricidad de Caracas y transfiriendo

carga desde la subestacin Santa Teresa hacia Termocentro.


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v

A mis padres,

que hoy culminan a mi lado este largo camino


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vi

AGRADECIMIENTOS

Luego de la culminacin de una nueva etapa en mi formacin profesional, quisiera dar

gracias a las personas que me han ayudado de una forma u otra a completar satisfactoriamente

todos mis objetivos:

A mis padres, Hugo y Lilieta, que con su apoyo incondicional me han llevado a ser cada

da una mejor persona, capz de cumplir cada uno de las metas que me he propuesto. Jams podr

terminar de agradecerles todo lo que han hecho por m.

A mi hermana Aura, quien me ha brindado su ayuda siempre que la he necesitado. Nunca

he escuchado un no de su parte cuando realmente lo he necesitado. Gracias.

A mi Tutor Industrial, Ing. Celso L. Fortoul, que me gui durante estos meses,

ensendome con paciencia y esmero lo necesario (y mucho ms) para poder terminar este

trabajo. Y a mi Tutor Acadmico, Prof. Miguel Martnez, por alentarme a hacer un buen trabajo y

ayudarme cada vez que fue necesario.

A Alisson, t has sido mi soporte durante todo este tiempo, gracias por estar siempre ah

para m.

A todas las personas que me han ayudado en mi vida estudiantil y personal, amigos,

profesores, familiares. Gracias a todos ustedes, con los que he podido compartir infinidad de

recuerdos.


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vii

NDICE GENERAL

RESUMEN. ............................................................................................................................... iv

NDICE DE TABLAS ................................................................................................................. xii

NDICE DE FIGURAS .............................................................................................................. xivLISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS ........................................................................ xvi

INTRODUCCIN......................................................................................................................... 1

CAPTULO 1

DESCRIPCIN DE LA EMPRESA ........................................................................................... 3

1.1. Ubicacin ................................................................................................................... 3

1.2. Resea Histrica [1] ................................................................................................... 3

1.3. Misin y Visin [1] .................................................................................................... 4

1.4. Organigrama Estructural ............................................................................................ 4

CAPTULO 2

FUNDAMENTO TERICO ........................................................................................................ 5

2.1. Metodologa del Ao Horizonte................................................................................. 5

2.1.1. Etapa 1: Recopilacin de Informacin ....................................................................... 6

2.1.2. Etapa 2: Definicin de Estudios y Criterios ............................................................... 6

2.1.3. Etapa 3: Definicin de Ao Horizonte y Aos Intermedios ...................................... 7

2.1.4. Etapa 4: Definicin de Escenarios Simulados............................................................ 82.1.5. Etapa 5: Simulaciones y Estudios Realizados............................................................ 8

2.1.6. Etapa 6: Definicin del Escenario Propuesto ............................................................. 9

2.2. Estudios y Criterios Empleados ................................................................................. 9

2.2.1. Criteros de Flujo de Carga ....................................................................................... 10

2.2.2. Criterios de Estimacin de Costos ........................................................................... 11

2.2.3. Criterios de Cortocircuito......................................................................................... 11

CAPTULO 3

RECOPILACIN DE INFORMACIN .................................................................................. 123.1. Sistema Elctrico Nacional ...................................................................................... 12

3.2. reas de Servicio ..................................................................................................... 13

3.3. Sistema Elctrico de La Electricidad de Caracas [2, 5, 8] ....................................... 13

3.3.1. Sistema de Generacin [5] ....................................................................................... 14

3.3.2. Sistema de Transmisin [2, 9].................................................................................. 14


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viii

3.3.3. Sistemas de Subtransmisin y Distribucin [2] ....................................................... 15

3.4. Conjunto Generador Termocentro ........................................................................... 16

3.5. Planes de Expansiones Anteriores............................................................................ 17

3.5.1. Plan de Expansin Perodo 1995-2010 [10]............................................................. 17

3.5.2. Plan de Expansin de Transmisin Perodo 2008-2012 [2] ..................................... 19

CAPTULO 4

BASES Y CRITERIOS DE DISEO ........................................................................................ 21

4.1. Fuentes de Informacin ............................................................................................ 21

4.2. Tiempos Promedios de Fabricacin y Puesta en Operacin de Turbinas ................ 21

4.3. Perodo Evaluado ..................................................................................................... 24

CAPTULO 5

ESTIMACIONES DE DEMANDA............................................................................................ 25

5.1. Demandas Zona de La Electricidad de Caracas y Regin 4 .................................... 255.2. Demandas Resto del Sistema Elctrico Nacional .................................................... 26

CAPTULO 6

BALANCE GENERACIN-CARGA ....................................................................................... 27

6.1. Condiciones de Operacin Simuladas...................................................................... 27

6.2. Escenarios de Demanda ........................................................................................... 27

6.3. Mximos Excedentes de Generacin ....................................................................... 28

6.3.1. Ao 2009 .................................................................................................................. 29

6.3.2. Ao Horizonte 2018 .............................................................................................. 30

6.4. Opciones de Interconexin....................................................................................... 31

CAPTULO 7

DEFINICIN DE LOS ESCENARIOS SIMULADOS........................................................... 34

7.1. Niveles de Tensin para la Interconexin ................................................................ 34

7.2. Restricciones Consideradas...................................................................................... 35

7.2.1. Expansiones Previamente Definidas por La Electricidad de Caracas...................... 35

7.2.2. Tiempos de Construccin......................................................................................... 357.2.3. Subestacin Castao................................................................................................. 36

7.2.4. Condiciones Fsicas de las Subestaciones Vecinas .................................................. 36

7.3. Formulacin de Escenarios ...................................................................................... 37

7.3.1. Escenario 400 kV ..................................................................................................... 37

7.3.1.1. Conexin Directa con la Subestacin Santa Teresa ................................................. 38

7.3.1.2. Conexin Directa con la Subestacin Diego de Losada .......................................... 39


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ix

7.3.1.3. Interseccin Lnea Santa Teresa Diego de Losada 400 kV................................... 40

7.3.1.4. Interseccin de una de las Lneas Santa Teresa San Gernimo 400 kV ............... 42

7.3.1.5. Opcin Seleccionada de Interconexin a 400 kV .................................................... 44

7.3.2. Escenario 230 kV ..................................................................................................... 44

7.3.2.1. Conexin con la Subestacin Santa Teresa.............................................................. 45

7.3.2.2. Conexin con la Subestacin Diego de Losada ....................................................... 46

7.3.2.3. Conexin con la Subestacin Oscar Machado Zuloaga (OMZ) .............................. 47

7.3.2.4. Transferencia de Carga en 115 kV desde la Subestacin Santa Teresa aTermocentro ............................................................................................................. 49

7.3.2.5. Opciones Seleccionadas de Interconexin a 230 kV ............................................... 51

CAPTULO 8

SIMULACIONES Y ESTUDIOS REALIZADOS ................................................................... 52

8.1. Flujo de Carga .......................................................................................................... 52

8.1.1. Ao Horizonte .......................................................................................................... 53

8.1.1.1. Condiciones Normales de Operacin ....................................................................... 53

8.1.1.1.1. Escenario Alto Mxima Generacin ..................................................................... 53

8.1.1.1.2. Escenario Alto Mnima Generacin ...................................................................... 56

8.1.1.1.3. Escenario Bajo Mxima Generacin..................................................................... 58

8.1.1.1.4. Escenario Bajo Mnima Generacin ..................................................................... 60

8.1.1.2. Condiciones de Emergencia Contingecias Simples (N-1) .................................... 61

8.1.1.2.1. Escenario Interseccin Lnea Santa Teresa Diego de Losada 400 kV.................. 628.1.1.2.2. Escenario Conexin con la Subestacin Oscar Machado Zuloaga (OMZ).............. 64

8.1.1.2.3. Escenario Transferencia de Carga en 115 kV desde la Subestacin Santa Teresaa Termocentro .......................................................................................................... 65

8.2. Evaluacin Econmica............................................................................................. 66

CAPTULO 9

DEFINICIN DEL ESCENARIO PROPUESTO ................................................................... 68

9.1. Expansin del Sistema para el Ao Horizonte......................................................... 68

9.2. Estudios de Cortocircuito ......................................................................................... 699.3. Ajuste de la Expansin para los Aos Intermedios.................................................. 71

9.3.1. Ao 2009 .................................................................................................................. 71

9.3.2. Ao 2010 .................................................................................................................. 72

9.3.3. Ao 2011 .................................................................................................................. 73

9.3.4. Ao 2012 .................................................................................................................. 75


10/147

x

9.3.5. Ao Horizonte: 2018................................................................................................ 76

9.3.6. Resumen Refuerzos Perodo 2009 2018 ............................................................... 77

CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 79

RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 81

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ...................................................................................... 83

APNDICE A

PRONSTICOS DE DEMANDA EDC .................................................................................... 84

APNDICE B

PRONSTICO DE DEMANDA ARAGUA ............................................................................. 86

APNDICE C

PRONSTICO DE DEMANDA MIRANDA ........................................................................... 87

APNDICE D

PRONSTICO DE DEMANDA SISTEMA ELCTRICO NACIONAL............................. 88

APNDICE E

BALANCE GENERACIN-CARGA SISTEMA EDC AOS 2010, 2011 Y 2012............ 89

APNDICE F

VISTA AREA DE SUBESTACIONES Y POSIBLES RUTAS DE LNEAS ..................... 92

APNDICE G

MANUAL DE USUARIO INTEGRA ....................................................................................... 95

APNDICE HBASE DE DATOS DE SIMULACIONES PARMETROS BARRAS EDC................... 116

APNDICE I

BASE DE DATOS DE SIMULACIONES PARMETROS LNEAS EDC..................... 117

APNDICE J

BASE DE DATOS DE SIMULACIONES PARMETROS TRANSFORMADORESEDC............................................................................................................................................. 118

APNDICE K

ESTIMADOS DE COSTOS ..................................................................................................... 119

APNDICE L

COSTO COMN Y COSTO PROPIO DE OPCIONES EVALUADAS............................. 122

L.1. Resmen Costo Comn.......................................................................................... 122

L.2. Resumen Costo Propio Opcin Interseccin Lnea Santa Teresa Diego deLosada 400 kV ....................................................................................................... 123


11/147

xi

L.3. Resumen Costo Propio Opcin Conexin con la Suebestacin OMZ................... 123

L.4. Resumen Costo Propio Opcin Transferencia de Carga en 115 kV desde laSubestacin Santa Teresa a Termocentro............................................................... 123

APNDICE M

RESMENES NIVELES DE CORTOCIRCUITO SISTEMA TRANSMISIN DE LA

EDC............................................................................................................................................. 124M.1. Ao 2008 ................................................................................................................ 124

M.2. Ao 2018 ................................................................................................................ 125

APNDICE N

SECUENCIA DE CONSTRUCCIN ..................................................................................... 126

N.1. Ao 2009 ................................................................................................................ 126

N.2. Ao 2010 ................................................................................................................ 127

N.3. Ao 2011 ................................................................................................................ 128

N.4. Ao 2012 ................................................................................................................ 129

N.5. Ao 2018 ................................................................................................................ 130


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xii

NDICE DE TABLAS

Tabla 4.1 Tiempos de fabricacin, instalacin, pruebas y puesta en servicio de turbinas decombustin y vapor a partir de la fecha en que se coloque la orden de compra. ..... 22

Tabla 6.1 Balance generacin-carga EDC Ao 2009........................................................... 29

Tabla 6.2 Balance generacin-carga EDC Ao horizonte 2018 ........................................ 30

Tabla 7.1 Resumen y totalizacin de cargas transferidas hacia el patio de 115 kV deTermocentro para el ao 2018.................................................................................. 49

Tabla 8.1 Porcentaje de carga de lneas del sistema de La EDC en el ao 2018 (EscenarioAlto Mxima Generacin)..................................................................................... 54

Tabla 8.2 Porcentaje de carga de lneas del sistema de La EDC en el ao 2018 (EscenarioAlto Mnima Generacin) ..................................................................................... 56

Tabla 8.3 Porcentaje de carga de lneas del sistema de La EDC en el ao 2018 (EscenarioBajo Mxima Generacin) .................................................................................... 58

Tabla 8.4 Porcentaje de carga de lneas del sistema de La EDC en el ao 2018 (EscenarioBajo Mnima Generacin) ..................................................................................... 60

Tabla 8.5 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simplede lneas Escenario de Interseccin Lnea Santa Teresa-Diego de Losada 400kV Ao 2018 ......................................................................................................... 62

Tabla 8.6 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simplede transformadores - Escenario de Interseccin Lnea Santa Teresa-Diego deLosada 400 kV Ao 2018...................................................................................... 63

Tabla 8.7 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simple

de lneas Escenario de Interconexin con OMZ 230 kV Ao 2018................... 64Tabla 8.8 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simple

de transformadores - Escenario de Interconexin con OMZ 230 kV Ao 2018... 64

Tabla 8.9 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simplede lneas Escenario de Transferencia de Carga en 115 kV desde Santa Teresa aTermocentro Ao 2018 ......................................................................................... 65

Tabla 8.10 Problemas en el Sistema de Transmisin de La EDC ante Contingencia Simplede transformadores - Escenario de Transferencia de Carga en 115 kV desdeSanta Teresa a Termocentro Ao 2018................................................................. 66

Tabla 8.11 Resumen de costo total de las tres opciones de interconexin de la PlantaTermocentro evaluadas ............................................................................................ 67

Tabla 9.1 Resumen de construcciones necesarias en el sistema de La EDC desde el ao2009 hasta el ao 2018 ............................................................................................. 78

Tabla K.1 Resumen de estimacin de costos lneas de transmisin para interconexin dePlanta Termocentro ................................................................................................ 119

Tabla K.2 Resumen de estimacin de costos subestaciones candidatas para interconexinde Planta Termocentro ........................................................................................... 120


13/147

xiii

Tabla K.3 Resumen de estimacin de costos de transformadores para las subestacionesinvolucradas en interconexin de la Planta Termocentro ...................................... 121

Tabla L.1 Resumen de costo comn opciones de interconexin de la Planta Termocentro... 122

Tabla L.2 Resumen de costo propio opcin Interseccin Lnea Santa Teresa Diego deLosada 400 kV ....................................................................................................... 123

Tabla L.3 Resumen de costo propio opcin Conexin con la S/E OMZ................................ 123Tabla L.4 Resumen de costo propio opcin Transferencia de carga en 115 kV desde la S/E

Santa Teresa a Termocentro ................................................................................... 123

Tabla M.1 Niveles de cortocircuito de las barras de La EDC para el ao 2008...................... 124

Tabla M.2 Niveles de cortocircuito de las barras de La EDC para el ao 2018...................... 125


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xiv

NDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Organigrama estructural del proyecto Conjunto Generador Termocentro................. 4

Figura 3.1 Diagrama unifilar del Sistema de Transmisin de La EDC para el ao 2008 ......... 15

Figura 3.2 Diagrama expansiones propuestas en el Plan de Expansin Perodo 1995-2010 .... 18Figura 3.3 Diagrama expansiones propuestas en Plan de Expansin de Transmisin 2008-

2012.......................................................................................................................... 20

Figura 4.1 Fechas estimadas entrada en servicio nuevas plantas de generacin ....................... 23

Figura 6.1 Tabla excedentes de energa mximos y mnimos de La EDC en funcin de losaos........................................................................................................................... 31

Figura 6.2 Interconexin directa Planta Termocentro S/E OMZ 230 kV............................... 33

Figura 7.1 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en400 kV con la subestacin Santa Teresa Ao 2018 .............................................. 38

Figura 7.2 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en400 kV con la subestacin Diego de Losada Ao 2018........................................ 39

Figura 7.3 Diagrama unifilar de la interseccin de la lnea Diego de Losada-Santa Teresa en400 kV...................................................................................................................... 40

Figura 7.4 Diagrama unifilar del escenario de interseccin de la lnea Santa Teresa-Diegode Losada en 400 kV Ao 2018. ........................................................................... 41

Figura 7.5 Diagrama unifilar de la interseccin de la lnea Santa Teresa San Gernimo400 kV...................................................................................................................... 42

Figura 7.6 Diagrama unifilar del escenario de interseccin de una de las lnea Santa Teresa

San Gernimo 400 kV Ao 2018....................................................................... 43Figura 7.7 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en

230 kV con la subestacin Santa Teresa Ao 2018 .............................................. 45

Figura 7.8 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en230 kV con la subestacin Diego de Losada Ao 2018........................................ 47

Figura 7.9 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en230 kV con la subestacin OMZ Ao 2018.......................................................... 48

Figura 7.10 Diagrama unifilar del escenario de interconexin de la Planta Termocentro en230 kV con patio en 115 kV Ao 2018................................................................. 50

Figura 8.1 Perfiles de tensin de las barras 230 kV del sistema de La EDC en el ao 2018(Escenario Alto Mxima Generacin)................................................................... 55

Figura 8.2 Perfiles de tensin de las barras 230 kV del sistema de La EDC en el ao 2018(Escenario Alto Mnima Generacin) ................................................................... 57

Figura 8.3 Perfiles de tensin de las barras 230 kV del sistema de La EDC en el ao 2018(Escenario Bajo Mxima Generacin) .................................................................. 59

Figura 8.4 Perfiles de tensin de las barras 230 kV del sistema de La EDC en el ao 2018(Escenario Bajo Mnima Generacin)................................................................... 61


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xv

Figura 9.1 Diagrama unifilar del Sistema de Transmisin de La EDC Ao 2009 ................. 72





Figura A.1 Pronstico de Escenario Bajo de Demanda sistema de La EDC hasta el ao 2024. 84

Figura A.2 Pronstico de Escenario Alto de Demanda sistema de La EDC hasta el ao 2024 . 85

Figura B.1 Pronstico de Demanda de Aragua hasta el ao 2024 ............................................. 86

Figura C.1 Pronstico de Demanda de Miranda hasta el ao 2024 ........................................... 87

Figura D.1 Pronstico de demanda del Sistema Elctrico Nacional .......................................... 88

Figura H.1 Parmetros de barras EDC usados en simulaciones............................................... 116

Figura I.1 Parmetros de lneas EDC usados en simulaciones ............................................... 117

Figura J.1 Parmetros de tranformadores EDC usados en simulaciones................................ 118


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xvi

LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS

Abreviatura Significado

%H Porcentaje de humedad [Porcentaje - %]

! Sumatoria

C Grados centgrados

1F Monofsica

2F Bifsica

2F-T Bifsica a Tierra

3F Trifsica

ANSI Instituto Nacional de Estndares Americanos/ American National

Standars Institute

CADAFE Compaa Annima de Administracin y Fomento Elctrico

CALEY Electricidad de Yaracuy

CALIFE Compaa Annima Luz y Fuera Elctrica de Puerto Cabello

CGJJSB Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez BastidasCNG Centro Nacional de Gestin

CORPOELEC Corporacin Elctrica Nacional

D. LOSADA Diego de Losada

EDC Electricidad de Caracas

EDELCA Electrificacin del Caron

ELEBOL Electricidad de Bolvar

ELEVAL Electricidad de Valencia

ENELBAR Energa Elctrica de Barquisimeto

ENELCO Energa Elctrica de la Costa Oriental

ENELVEN Energa Elctrica de Venezuela


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xvii

Abreviatura Significado

kA Kiloamperios [1000 amperios]

km Kilmetros [1000 metros]

kV Kilovoltios [1000 voltios]

mcm Mil circular mils [0,0000005067 m2]

MVA Mega voltio amperio [1000000 voltio amperios]

MW Megavatio [1000000 vatios]

OMZ Oscar Machado Zuloaga

PDVSA Petrleos de Venezuela Sociedad Annima

P.U. Por Unidad

R4 Regin 4

rms Valor cuadrtico medio / Root Mean Square

S. TERESA Santa Teresa

SEN Sistema Elctrico Nacional

SENECA Sistema de Electrificacin de Nueva Esparta

SIN Sistema Interconectado Nacional

TRX Transformador

TRXs Transformadores


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1

INTRODUCCIN

Dentro de la Industria Elctrica, es de suma importancia la continua instalacin de plantas

de generacin. Esto permite a las diferentes empresas del sector elctrico satisfacer las

necesidades de los consumidores, cuya demanda aumenta con el pasar del tiempo. Durante losltimos aos, en Venezuela, la ejecucin de los planes de expansin de generacin no han ido a la

par con el crecimiento de la Demanda Elctrica Nacional y esto ha trado una serie de

consecuencias desfavorables para los consumidores y entes involucrados en el abastecimiento de

energa elctrica, ocasionando la interrupcin del servicio, dao de equipos y el descontento

general de la poblacin.

La Electricidad de Caracas, como medida para mejorar esta situacin, ha decidido

desarrollar proyectos de generacin a corto y mediano plazo. El ms grande y ambicioso de estos

proyectos es el del Conjunto Generador Termocentro, donde se pretende instalar cerca de 2.000

megavatios en un perodo relativamente corto. El Conjunto Generador Termocentro estar

compuesto por las Plantas Termoelctricas La Raisa y Termocentro, esta ltima diseada para

contar con tres bloques de generacin en ciclo combinado, con una capacidad instalada de 1620

megavatios. La incorporacin de estos grandes bloques de generacin al sistema tendrn un

impacto considerable tanto en el sistema elctrico de La Electricidad de Caracas, como en el

Sistema Elctrico Nacional.

La finalidad de este estudio es analizar el impacto en estado estacionario que tendr en el

Sistema de Transmisin de La Electricidad de Caracas y la red troncal del Sistema Elctrico

Nacional la Planta Termoelctrica Termocentro, apoyndose en una evaluacin tcnico-

econmica de varias opciones de interconexin, aplicando los criterios convencionales de

planificacin, para as proponer un plan de expansin de transmisin que cumpla con los

requerimientos de La EDC, y que permita operar, bajo condiciones normales, as como ante

contingencias, sin ocasionar daos a los equipos elctricos instalados y sin necesidad de

interrumpir el servicio. De esta forma se podr contar con un sistema elctrico confiable y

robusto, capaz de abastecer la creciente demanda de la zona central del pas.

Para conseguir estos objetivos se desarroll el estudio en diversas etapas, parte de las

cuales estructuran este informe. As, en el Captulo 1 se hace una breve descripcin de la empresa

Asincro, C.A, dnde se realiz el estudio. En el Capitulo 2 se presenta la metodologa empleada

para el desarrollo del estudio de planificacin. A lo largo del Capitulo 3 se describe el Sistema


19/147

2

Elctrico Nacional, as como el sistema de La Electricidad de Caracas, incluyendo los planes de

expansin de generacin y transmisin, anteriores y actuales. En los Captulos 4 y 5 se presentan

los criterios de diseo y estimaciones de demanda del sistema tomados en cuenta para el estudio

de planificacin. En el Captulo 6 se explican las condiciones de operacin simuladas, mostrando

los escenarios de demanda utilizados y los resultados del balance Generacin Carga para cadauno de estos. El Captulo 7 se centra en definir las subestaciones y lneas de transmisin

candidatas a expansin, as como los diferentes escenarios a simular. Los resultados y anlisis de

los diferentes estudios tcnicoseconmicos realizados a los escenarios propuestos se muestran

en el Captulo 8. Finalmente, en el Captulo 9 se presentan las estapas, del escenario propuesto

para la expansin del sistema.


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CAPTULO 1DESCRIPCIN DE LA EMPRESA

1.1. Ubicacin

El trabajo de pasanta fue realizado en la empresa Asincro, C.A, cuya sede principal se

encuentra en el Centro Empresarial Torre Humboldt, Piso 8, Av. Ro Caura, Caracas Estado

Miranda. Para los nuevos proyectos de generacin de energa elctrica propuestos por La

Electricidad de Caracas, la empresa se habilit una nueva oficina ubicada en el Centro Comercial

Lido, Torre B, Piso 7. Av. Francisco de Miranda, El Rosal Chacao.

1.2. Resea Histrica [1]

Asincro, C.A. fue fundada en 1974 con el objetivo de prestar servicios de ingeniera al

sector elctrico nacional, realizando estudios y proyectos para dicho sector, especficamente en

las reas de generacin, transmisin y distribucin de electricidad.

Al inicio de los aos ochenta, Asincro, C.A. ampla sus operaciones hacia la industria

petrolera, petroqumica y al sector privado industrial, profundizando su especializacin en

Planificacin y Control de Proyectos y Gerencia de Procura y Construccin.

Actualmente Asincro, C.A., adems de ser reconocida como la empresa lder a nivel

nacional en el desarrollo de proyectos de Sistemas Elctricos de Potencia, ofrece un servicio

integral partiendo de estudios bsicos e ingenieras conceptuales hasta la ejecucin de obras,

incluyendo operacin y mantenimiento. Desde su fundacin, Asincro, C.A. ha participado en ms

de mil cien proyectos, en su mayora relacionados con la energa elctrica, y ha ejecutado ms de

diez millones de horas hombre.


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1.3. Misin y Visin [1]

Ser una firma innovadora en el desarrollo de negocios del sector energtico con presencia

internacional.

Crear soluciones de ingeniera integral con tecnologa, calidad y responsabilidad social.

1.4.

Organigrama Estructural

Dentro del proyecto del Conjunto Generador Termocentro, se trabaj bajo la

responsabilidad de la Gerencia de Ingeniera, en el rea de lneas; pero bajo la tutela del Ingeniero

Celso Fortoul, asesor del proyecto. El organigrama estructural del proyecto se presenta en la

Figura 1.1., en esta se muestra la ubicacin del puesto de pasantas realizado en el perodo julio-

diciembre del ao 2008.

Figura 1.1 Organigrama estructural del proyecto Conjunto Generador Termocentro


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CAPTULO 2FUNDAMENTO TERICO

Al incorporar a un sistema elctrico nuevas plantas de generacin, es necesario hacer un

estudio de planificacin para determinar el nuevo comportamiento de la red y poder especificar

los refuerzos y construcciones a realizar en el sistema. Con la incorporacin del Conjunto

Generador Termocentro, as como con la instalacin de nuevos bloques de generacin en el

sistema de La Electricidad de Caracas (EDC), fue necesario realizar un estudio de planificacin a

largo plazo para proponer un esquema que estuviera dentro de las restricciones propuestas por la

EDC. Este estudio de planificacin fue hecho siguiendo la metodologa del ao horizonte.

2.1. Metodologa del Ao Horizonte

Esta metodologa consiste en definir el sistema elctrico en un ao futuro a partir del cual

no se tengan planes que modifiquen significativamente dicho sistema, y que permita manejar

adecuadamente el crecimiento de la demanda esperada. Luego, se define el desarrollo

cronolgico del sistema elctrico para los aos intermedios, enmarcados dentro de la red

previamente definida para el ao horizonte.

Para aplicar la Metodologa del Ao Horizonte en un estudio de planificacin de sistemas

elctricos, es de suma importancia conocer completamente la red con la que se va a trabajar. Se

debe saber cuales son los niveles de tensin a los que opera el sistema; restricciones y criterios

operativos impuestos por el ente encargado de administrar el suministro elctrico; cuales son las

subestaciones que conforman el sistema y las interconexiones existentes; generacin instalada;

demanda elctrica actual del sistema y su proyeccin a mediano/largo plazo; intercambio de

energa elctrica entre la red a evaluar y el resto del sistema elctrico, as como cualquier otro

dato relevante que influya en los estudios a realizar durante la evaluacin.


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A continuacin se presentan las etapas bsicas de la Metodologa del Ao Horizonte, que

son las que se desarrollan a lo largo de los siguientes captulos de este informe.

2.1.1. Etapa 1: Recopilacin de Informacin

Es la fase inicial de todo proyecto de investigacin, y se basa en obtener toda la

informacin posible del sistema elctrico y de los proyectos a realizar, tal y como se mencion

anteriormente. Los datos ms importantes a estudiar son los sigientes:

Sistema Elctrico en su totalidad (tensiones, subestaciones, generacin instalada, criterios,

operacin, etc.)

Planes de expansiones del sistema que se estn implementado o se vayan a implementar

en un futuro.

Pronsticos de demanda a corto, mediano y largo plazo. Para este trabajo de pasantas se

tom informacin obtenida por entes especializados en realizar este tipo de estudios ya

que los pronsticos de demanda requieren mucho tiempo de analisis, tomando en cuenta

diversos factores (econmicos, poltos, sociales, histricos, etc.) que afecten al pas.

Durante la fase de recopilacin de informacin del presente estudio se cont con el apoyo

de personal tcnico conocedor del sistema a trabajar, con informacin obtenida del Centro

Nacional de Gestin y diversas empresas elctricas, y con planes de expansiones anteriores de La

EDC.

2.1.2. Etapa 2: Definicin de Estudios y Criterios

Esta etapa consiste en definir los estudios que se realizarn para hacer la propuesta

definitiva de planificacin, as como los criterios a utilizar para el desarrollo y anlisis de estosestudios (tcnicos, econmicos u otros). Esto agilizar el proceso de anlisis de los resultados y

permitir establecer posibles modificaciones o descartes de opciones de expansin evaluadas (en

caso de haber varias). Durante esta fase tambin se definen los perodos estimados de fabricacin,

construccin, operacin y mantenimiento de los equipos instalados o a instalar en el sistema.


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2.1.3. Etapa 3: Definicin de Ao Horizonte y Aos Intermedios

Una vez conocidos los planes de expansiones y nuevos proyectos para el sistema

elctrico, y estimado el tiempo de puesta en operacin de equipos nuevos (Etapas 1 y 2), es

posible definir el ao horizonte y los aos intermedios que conformaran el perodo evaluado delestudio.

Ao Horizonte

El ao horizonte viene a ser el ltimo ao a evaluar. Suele definirse para 10 o ms aos

desde el momento en que se realizan los estudios de planificacin. El sistema que se vaya a

proponer tiene que ser lo suficientemente robusto como para operar bajo condiciones normales y

de contigencia en este ao. Generalmente, se define como ao horizonte aquel despus del cual

no se tengan planificadas grandes modificaciones en el sistema (de generacin o transmisin, por

ejemplo), de esta forma se estar asegurando que el esquema propuesto es viable tcnicamente

para ese ao. Es necesario conocer toda la informacin posible para este ao, siendo de suma

importancia contar con las estimaciones de demanda del sistema estudiado y del Sistema

Elctrico Nacional.

En la presente evaluacin tcnico-econmica, se tom como ao horizonte el ao 2018.

Considerando que se espera que este sea el ltimo ao en el que se instalen nuevos bloques de

generacin en el sistema de La EDC, y adems no se tiene conocimiento de ningn plan que

modifique el sistema luego de este ao. Dentro de las estimaciones de demanda obtenidas se

tom la del 2018.

Aos Intermedios

Son aos que definen etapas para evaluar el comportamiento del sistema entre el presente

y el ao horizonte. As, es posible proponer refuerzos necesarios para el sistema en aos

diferentes al de inicio y al ao horizonte. Las expansiones del sistema en los aos intermedios

deben establecerse de tal forma que concuerden con lo propuesto en el ao horizonte, es decir, no

se deben definir refuerzos que no estn contemplados en el ao horizonte. Suele ser de ayuda

escoger dentro de los aos intermedios de evaluacin, aos en los que se tenga previsto realizar

modificaciones relevantes en el sistema. Mediante los estudios realizados en los aos


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intermedios, es posible realizar una secuencia de construccin que jerarquice los proyectos a

ejectuar dependiendo de su necesidad e importancia.

En este estudio se definieron el 2010, 2011 y 2012 como aos intermedios, ya que es para

esa fecha cuando se espera se instalen nuevos bloques de generacin en la Planta Termocentro,

en el Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez Bastidas y en la Planta La Raisa.

2.1.4.

Etapa 4: Definicin de Escenarios Simulados

Esta etapa se basa en definir cuales sern los escenarios (en caso de haber varios) que se

evaluarn en el perdo fijado en la Etapa 3. Para esto se debe precisar los escenarios de demanda

y generacin bajo los cuales se harn las simulaciones, es recomendable realizar un Balance

Generacin-Carga del sistema, as como definir el nivel de tensin al cual se va a operar, y las

lneas y/o subestaciones candidatas de expansin. De esta forma se tendr una visin ms amplia

de la situacin, y se podrn definir escenarios que se ajusten a las necesidades del sistema.

2.1.5. Etapa 5: Simulaciones y Estudios Realizados

En esta fase se procede a realizar los estudios definidos en la Etapa 2. Se presentan y

analizan los resultados obtenidos para determinar si es necesario proponer refuerzos adicionales.

Los estudios pueden constar de una primera etapa de anlisis en estado estacionario del sistema

elctrico, para luego hacer el estudio de transitorios. Las simulaciones y anlisis tcnicos a

realizar deben empezar teniendo en cuenta el sistema definido para el ao horizonte, incluyendo

la evaluacin de las condiciones normales de operacin junto con las condiciones de emergencia

o contingencia simple. Posteriormente, se proponen los refuerzos de lneas o subestaciones y

dems expansiones necesarias para evitar la sobrecarga de componentes elctricos o violacin de

niveles de tensin y cortocircuito. Una vez propuestos todos los refuerzos y expansiones

necesarias en el ao horizonte, se estudia el sistema en los aos intermedios del perodoconsiderado, repitiendo los mismos estudios que se llevaron a cabo para el ao horizonte,

proponindose los refuerzos especficos para estos aos. En caso de haber definidos ms de una

opcin en la Etapa 4, durante esta fase de simulaciones y estudios, se debe hacer un anlisis

comparativo que sirva para elegir el esquema que se ajuste a las necesidades del sistema y de la

empresa elctrica.


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En el presente estudio se realizaron slo estudios en estado estacionario, haciendo

simulaciones de flujo de carga y cortocircuito bajo condiciones normales y de contingencia

simple (N-1). Tambin se realiz un anlisis de los costos aproximados de las opciones

estudiadas.

2.1.6.

Etapa 6: Definicin del Escenario Propuesto

Esta es la fase final de esta metodologa, y consiste en definir el escenario propuesto para

el ao horizonte, esto se hace una vez se han hecho todos los estudios de la Etapa 5. Este

escenario debe cumplir con todos los criterios definidos anteriormente bajo condiciones normales

y de emergencia, y se deben presentar todos los refuerzos y cambios necesarios en el sistema para

el ao horizonte. Tambin se pueden presentar los refuerzos necesarios en cada uno de los aos

intermedios, completando as el esquema de construccin del sistema desde el ao de estudio

hasta el ao horizonte.

2.2. Estudios y Criterios Empleados

Para definir el sistema elctrico para el ao horizonte de forma satisfactoria es necesario

realizar estudios de la red en estado estacionario. En esta evaluacin, estos estudios son: flujo de

carga y cortocircuito; con el primero, se busca comprobar que no hay lneas de transmisin

sobrecargadas en el sistema, mientras que con el estudio de cortocircuito se determina si se estn

excediendo las capacidades de interrupcin de los equipos de proteccin instalados en las

subestaciones. Adicionalmente, se realiza una evaluacin econmica que puede servir como

comparacin y mtodo de descarte entre dos o ms opciones, determinando con esto cul

alternativa es ms viable econmicamente. Dentro del proceso de planificacin existen una serie

de criterios a cumplir para los estudios realizados, estos criterios ayudan a definir el buen

comportamiento o no del sistema, as como la viabilidad de las opciones de expansin enconsideracin.


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2.2.1. Criteros de Flujo de Carga

Uno de los estudios realizados para evaluar el comportamiento en estado estacionario de

las opciones de interconexin de la Planta Termocentro al Sistema Elctrico Nacional fue el

anlisis de flujo de carga en condiciones normales y de contingencia simple (N-1). En el primerose simul el sistema con todos sus parmetros y expansiones propuestas, mientras que en el caso

de contingencia simple se model el mismo sistema sacando de servicio permanentemente por la

falla, cada una de las lneas y transformadores de la red de transmisin en 230 kV de La EDC.

Se definieron una serie de criterios para el anlisis de flujo de carga que sirvieron para

descartar determinadas opciones o para hacer un anlisis comparativo entre dos o ms escenarios

de interconexin. Los criterios aqu presentados se aplican a lneas de transmisin areas, debido

a que anillo en 230 kV de La EDC (el de mayor relevancia para esta evaluacin tcnico-

econmica) est compuesto por lneas areas. Todos los rangos de tensiones y niveles de

operacin fueron consultados con personal tcnico de La EDC para tener conocimiento de la

operacin del sistema, adems de corroborar estos criterios en los planes de expansion realizados

en aos anteriores en La EDC [2].

Criterios en condiciones normales:

- Se permite una desviacin mxima de tensin en barras de 5%, por lo que las

tensiones pueden oscilar dentro de un rango de 0,95 P.U. a 1,05 P.U. (por

unidad).

- La carga mxima de cualquier lnea o transformador no debe exceder el valor de

su capacidad nominal.

Criterios en condiciones de emergencia:

- Solo se consideran contingencia simple (N-1).

- Se permite una desviacin mxima de tensin en barras de 10%, por lo que lastensiones pueden oscilar dentro de un rango de 0,9 P.U. a 1,10 P.U.

- La carga mxima de cualquier lnea o transformador no debe exceder el valor

120% de su capacidad nominal.


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2.2.2. Criterios de Estimacin de Costos

Adems de los estudios de flujo de carga realizados para definir el sistema elctrico de La

EDC para el ao horizonte luego de la incorporacin de los nuevos bloques de generacin del

Conjunto Generador Termocentro y del Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez Bastidas,se hizo una evaluacin econmica de las opciones estudiadas. Mediante esta evaluacin se pudo

tener un estimado de la inversin a realizar para la construccin de nuevas lneas y subestaciones,

as como la instalacin de refuerzos en el sistema en cada uno de los escenarios propuestos.

En la evaluacin econmica de cada una de las opciones se incluy el costo aproximado

de las subestaciones a construir o con necesidades de ampliacin, tomando en cuenta el costo por

interruptores, por estudios a realizar y por motivo de pago a empresas encargadas de

construccin; tambin se incluy la apoximacin del costo de las lneas de transmisin segn el

nmero de circuitos, la longitud, el terreno donde se construir y el tipo de estructura a utilizar;

por ltimo, debido al porcentaje considerable que representan dentro del valor total, se incluy el

costo de los transformadores requeridos en las subestaciones, tomando en cuenta el precio por

capacidad y el costo por motivos de transporte.

Una vez totalizada la aproximacin de costos para la construccin de cada escenario, se

procedi a realizar un anlisis comparativo de los mismos. De esta forma se cuenta con otra

herramienta para la definicin del esquema de interconexin definitivo para la Planta

Termocentro.

2.2.3.

Criterios de Cortocircuito

Se realizaron simulaciones de cortocircuito para el sistema actual de La EDC y para el

sistema propuesto en el ao horizonte. De esta forma se pudo determinar los niveles de

cortocircuito en las diferentes barras del sistema, y determinar posibles violaciones de las

capacidades nominales de interruptores.

El criterio utilizado para el anlisis de cortocircuito fue que cualquier equipo elctrico del

sistema de proteccin existente no debe exceder sus capacidades nominales de interrupcin. Para

los equipos nuevos se deben utilizar los valores comerciales disponibles.


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CAPTULO 3RECOPILACIN DE INFORMACIN

3.1. Sistema Elctrico Nacional

Un Sistema Elctrico tiene la finalidad de generar, transmitir y distribuir energa elctrica

en grandes bloques para as satisfacer una demanda en un instante de tiempo. Para lograr este fin,

los sistemas elctricos estn constituidos, a grandes rasgos, por plantas de generacin, sistemas

de transmisin y sistemas de distribucin. El Sistema Elctrico Nacional (SEN) est conformado

por la interconexin de once (11) empresas del sector elctrico del pas pertenecientes a la

Corporacin Elctrica Nacional (CORPOELEC), las cuales son: Compaa Annima de

Administracin y Fomento Elctrico (CADAFE), Electrificacin del Caron (EDELCA), La

Electricidad de Caracas (EDC), Energa Elctrica de Venezuela (ENELVEN), Electricidad de

Bolvar (ELEBOL), Luz y Fuerza Elctricas de Puerto Cabello (CALIFE), Electricidad de

Valencia (ELEVAL), Energa Elctrica de Barquisimeto (ENELBAR), Sistema de Electrificacin

de Nueva Esparta (SENECA), Electricidad de Yaracuy (CALEY) y Energa Elctrica de la Costa

Oriental del Lago (ENELCO) [3].

De esta forma, mediante una capacidad instalada de 22.540,1 MW dividida en plantas de

origen hidrulico (64% del total de generacin) y trmico (36% del total de generacin), y un

Sistema de Transmisin que conforma el Sistema Interconectado Nacional (SIN) con niveles de

tensin que van desde lo 115 kV hasta los 765 kV, y con ms de 11.400 km de lneas, el Sistema

Elctrico Nacional tiene la capacidad de suplir la demanda en buena parte del territorio nacional

[3, 4, 5].

Adems de la interconexin entre las once empresas del pas, el Sistema Elctrico

Nacional tiene enlaces con Colombia y Brasil mediante lneas de transmisin de 230 kV, 11 kV y

34,5 kV en los estados Apure, Bolvar, Tchira y Zulia. Estas conexiones estn hechas con la

finalidad de poder realizar intercambios de energas entre pases, principalmente en casos de

emergencia o en situaciones econmicas que lo ameriten [6].


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3.2. reas de Servicio

Cada una de las empresas que conforman el Sistema Elctrico Nacional est encargada de

abastecer la demanda de cierta zona del pas. En el presente estudio, por tratarse de una planta

que estar ubicada en la zona centro del pas, en los Valles del Tuy especficamente, la empresaencargada de llevar a cabo el proyecto es La EDC. Es por esto que se dio nfasis a la carga de La

EDC y su Sistema de Transmisin.

Es importante destacar que, luego de la nacionalizacin de esta empresa por parte del

Estado venezolano el 14 de junio de 2007 y su posterior incorporacin a CORPOELEC, La EDC

experiment varios cambios en relacin a la prestacin de servicio. Uno de los ms significativos

fue el hecho de que la compaa pasara a servir no slo la demanda del rea de Caracas, sino

tambin parte de la carga de los Estados Miranda y Aragua, conocido como Regin 4 (R4), tal y

como lo establece la Gaceta Oficial de la Repblica Bolivariana de Venezuela Nmero 38.785 en

su Resolucin 190, Artculo 5 [7]:

Se instruye a la compaa annima La Electricidad de Caracas (ELECAR) para que opere y mantenga las

instalaciones elctricas de distribucin en los Estados Aragua y Miranda de la Regin Norcentral, y en el

Estado Nueva Esparta de la Regin Oriental, adicionalmente a las reas donde est operando.

3.3. Sistema Elctrico de La Electricidad de Caracas [2, 5, 8]

A pesar de existir una interconexin entre las diferentes empresas de energa elctrica del

pas, cada una de estas compaas posee un sistema elctrico compuesto por plantas de

generacin elctrica, sistemas de transmisin, sistemas de subtransmisin y sistemas distribucin,

con la finalidad de abastecer su demanda sin depender exclusivamente del Sistema

Interconectado Nacional.

El subsistema de La EDC est encargado de satisfacer la demanda de ms de un milln de

clientes (en una zona con un aproximado de cinco millones de habitantes), lo que representa el13% del consumo elctrico nacional. Para suplir esta demanda, La EDC tiene una capacidad

instalada de 2.156 MW que en su totalidad proviene de plantas de generacin de origen trmico.

Tambin cuenta con un Sistema de Transmisin a nivel de 230 kV y 69 kV, as como con un

sistema de subtransmisin y un sistema de distribucin operando a niveles de 30 kV, 12,47 kV,

8,3 kV y 4,8 kV.


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3.3.1. Sistema de Generacin [5]

El sistema de generacin de La EDC est compuesto por dos plantas termoelctricas con

una capacidad instalada total de 2.156 MW. La primera central termoelctrica es la Planta Jos

Mara Espaa, ubicada en el kilmetro 7 de la autopista de Los Teques, Estado Miranda. Estconformada por cinco mquinas turbovapor de 90 MW cada una, operadas con gas y gasoil, para

una capacidad instalada de 450MW.

La segunda central termoelctrica es el Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez

Bastidas (CGJJSB) que se encuentra en Tacoa-Arrecifes en el Estado Vargas. Esta planta consta

de mquinas turbogas operadas con gas y fuel-oil. Hasta la fecha, el Conjunto Generador Josefa

Joaquina Snchez Bastidas, con una capacidad instalada de 1.706MW, es la quinta planta

elctrica ms grande del pas, despus de la Planta Simn Bolvar (Guri), la Planta Antonio Jos

de Sucre (Macagua II), la Planta Francisco de Miranda (Caruachi) y Planta Centro. Adems, es la

segunda central termoelctrica en cuanto a capacidad instalada en Venezuela, superada

nicamente por Planta Centro.

3.3.2. Sistema de Transmisin [2, 9]

La EDC cuenta con un Sistema de Transmisin en anillo, que opera a niveles de tensin

de 230 kV y 69 kV. Est conformado por un conjunto de subestaciones distribuidas a lo largo de

la extensin territorial atendida por La EDC. Las subestaciones que constituyen el Sistema de

Transmisin en 230 kV de La EDC son: Boyac, Convento, Junquito, Magallanes, Oscar

Machado Zuloaga (OMZ), Papeln, Pedrera y Tacoa.

El sistema de La EDC est interconectado con el resto del Sistema Elctrico Nacional a

travs de las subestaciones Santa Teresa y OMZ, tal y como se ve en la Figura 3.1. La conexin

con Santa Teresa (subestacin perteneciente a CADAFE) se hace a travs de dos lneas con

conductor Arvidal 1800mcm provenientes de la subestaciones Convento y Papeln. La segunda

conexin de La EDC con el SIN se realiza a travs de dos autotransformadores 765/230 kV en la

subestacin OMZ con dos circuitos desde el patio de 230 kV de la subestacin Junquito y otros

circuitos desde la subestacin Papeln. El patio de 765 kV de la subestacin OMZ pertenece a

EDELCA y es llamado subestacin SUR.


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Figura 3.1 Diagrama unifilar del Sistema de Transmisin de La EDC para el ao 2008

3.3.3.

Sistemas de Subtransmisin y Distribucin [2]

El sistema de subtransmisin de La EDC est constituido por una serie de subestaciones

en 69/30 kV que permiten abastecer la totalidad de la carga a cargo de La EDC. La mayor

demanda se registra en las subestaciones Boyac 69 kV, Curupao 69 kV, Convento 69 kV y

Santa Rosa 69 kV.

El sistema de distribucin de La EDC est constituido por una extensa red a niveles de

tensin 12,47 kV, 8,3 kV y 4,8 kV.

Para los estudios se tendr en cuenta el Sistema de Transmisin y subtransmisin,

cuidando que los lmites de tensin y capacidad de carga de los equipos elctricos no sean

excedidos, pero representando la totalidad de las cargas de La EDC en los niveles de tensin 69

kV y 30 kV.


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3.4. Conjunto Generador Termocentro

De acuerdo con informacin solicitada al personal tcnico de La EDC, el Conjunto

Generador Termocentro estar constituido por dos nuevas plantas termoelctricas: Planta La

Raisa, ubicada cerca del poblado Caujarito en el Estado Miranda, y Planta Termocentro, situadacerca de la poblacin Santa Luca, Estado Miranda. El propsito de este conjunto generador es

dar una solucin a las necesidades de instalacin de nueva generacin para atender las crecientes

demandas de la Gran Caracas e inyectar al Sistema Elctrico Nacional cualquier excedente de

generacin.

En la Planta La Raisa, se estima la instalacin de aproximadamente 600 MW, entrando en

una primera fase una capacidad instalada de 200 MW. Su interconexin con el sistema elctrico

de La EDC se llevar a cabo mediante la interseccin de las lneas de transmisin OMZ - Papeln

230 kV.

La Planta Termocentro estar conformada por tres bloques en ciclo combinado, cada uno

de estos ciclos contar con dos turbinas de combustin y una turbina de vapor. La potencia de

operacin en sitio de las turbinas de combustin es de 180 MW, y por conveniencia, se estableci

la potencia de salida de las turbinas de vapor igual a la potencia de las turbinas de combustin.

As, La Planta Termocentro tendr una capacidad instalada de 1.620 MW (540 MW por ciclo). Se

espera instalar las turbinas en tres fases:

En la primera fase se instalarn cuatro turbinas de combustin, quedando as los dos

primeros ciclos abiertos, para un total instalado de 720 MW. Se espera su entrada en

servicio para el segundo semestre del ao 2011.

En la segunda fase se instalarn dos turbinas de vapor para cerrar los dos primeros ciclos,

para un total instalados de 1080 MW. Se estima la entrada en servicio del ciclo de vapor

para el tercer trimestre del ao 2012.

En la tercera y ltima fase considerada, se instalar el tercer ciclo combinado con el

mismo arreglo dos turbinas de combustin y una turbina de vapor para completar los

1.620 MW de capacidad de la planta. Este ltimo ciclo combinado se espera entre en

servicio antes del ao 2018.


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3.5. Planes de Expansiones Anteriores

Como fuentes principales de informacin para este estudio se consultaron dos planes de

expansin realizados por La EDC [1, 8]. El primero es un plan de expansin que comprende el

perodo 1995-2010, donde se planteaba la instalacin de dos nuevas plantas de generacin, unaen Puerto Cruz y la otra en Curupao. El segundo plan de expansin cubre el perodo 2008-2012,

tomando en cuenta la incorporacin de la Planta El Sitio (Termocentro).

3.5.1.

Plan de Expansin Perodo 1995-2010 [10]

En el ao 1992, se complet un plan de expansin en La EDC para el perodo 1995-2010.

Uno de los puntos a destacar de este plan de expansin es que las estimaciones de demanda

hechas en ese entonces para los aos futuros de estudio resultaron ser mucho mayores que los

valores manejados actualmente. Por ejemplo, en dicho plan de expansin para el ao 1998 la

estimacin de demanda (en un escenario de demanda alta) de La EDC era de 2.182 MW, valor

ligeramente superior a la carga mxima registrada en el sistema actualmente (2.145 MW ocurrida

en noviembre de 2008 [11]).

Para el 2010 la demanda estimada era de 3.468 MW, el cual es 216 MW ms alto que la

demanda esperada actualmente para el 2018. Esta notable diferencia puede deberse a que dos

aos antes de realizarse el estudio se haba implementado el VIII Plan de la Nacin, como una

medida para obtener un crecimiento sostenido de la economa. Esto trajo como consecuencia que

se esperara un crecimiento acelerado de la demanda en el sector elctrico, que en realidad no

ocurri (aproximadamente diez aos de rezago).

En cuanto a la expansin de generacin, se tena planteado instalar una planta de 600 MW

en Curupao y otra planta termoelctrica en Puerto Cruz con una capacidad instalada de 1.200

MW. Adicionalmente, se haban estudiado posibles aumentos de generacin tales como: ampliar

la capacidad instalada en Curupao hasta 1.350 MW, en Puerto Cruz hasta 3.450 MW y en el

actual Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez Bastidas agregar una capacidad adicional de

2.910 MW.


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Respecto a las expansiones de transmisin ms relevantes se pueden enumerar:

Construccin de la subestacin Castao antes de 1995.

Construccin de la lnea Papeln-Castao-Curupao en 230 kV para el perodo 1995-2000.

Esto implicara la construccin del patio de 230 kV en la subestacin Curupao. Instalacin del tercer transformador 230/69 kV en la subestacin Boyac y los

transformadores 2 y 3 en la subestacin Curupao (230/69 kV) para el ao 2005.

Construccin de la subestacin Fajardo, alimentada desde la lnea Castao-Curupao 230

kV para el ao 2010. Esta subestacin tomara carga de varias subestaciones de

distribucin 69/12.47 kV en la regin este del sistema de La EDC.

Posible construccin de una subestacin en la zona de Los Teques en caso de aumento de

demanda.

En la Figura 3.2 se muestra el anillo en 230 kV de La EDC con las modificaciones

propuestas en este plan de expansin resaltadas en color rojo.

Figura 3.2 Diagrama expansiones propuestas en el Plan de Expansin Perodo 1995-2010


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A pesar de la discrepancia en la estimacin de la demanda e instalacin de nuevas plantas

de generacin, existen varias expansiones mencionadas que aplican actualmente. De hecho,

muchas de ellas aparecen en el plan de transmisin de La EDC para el perodo 2008-2012.

3.5.2.

Plan de Expansin de Transmisin Perodo 2008-2012 [2]

En este plan de expansin se presentan las expansiones requeridas en los sistemas de

transmisin, subtransmisin y distribucin de La EDC entre el ao 2008 y el ao 2012. Para el

presente estudio se dio mayor importancia a las expansiones propuestas en el Sistema de

Transmisin. Las estimaciones de demandas hechas para este plan de expansin concuerdan con

las utilizadas en este informe. Existen ciertas diferencias entre los valores, aunque pueden

considerarse despreciables, ya que no afectan mayormente el resultado de los estudios realizados.

En este plan de expansin se propone instalar 450 MW en Termocentro (El Sitio) y su

interconexin a travs de dos lneas en 230 kV a la subestacin Curupao. Tambin se propone

instalar un tercer transformador 230/69 kV en la subestacin Boyac y un tercer transformador

230/69 kV en la subestacin Curupao.

En cuanto a la construccin de subestaciones, se plantea construir la subestacin Castao,

alimentada desviando la lnea Santa Teresa-Convento 230 kV. Al igual que en el plan de

expansin de generacin se propone instalar la lnea Papeln-Castao-Curupao en 230 kV.

Adicionalmente se requiere la segunda lnea Convento-Curupao en 230 kV. Tambin se propone

construir una subestacin en la zona este del sistema de La EDC alimentada mediante una doble

terna en 230 kV desde la subestacin Castao.

En lo que se refiere a nuevas lneas de transmisin, se contempla la instalacin de la

segunda lnea Tacoa-Junquito 230 kV. En la Figura 3.3 se presenta el diagrama unifilar del

Sistema de Transmisin de La EDC y las expansiones propuestas en el Plan de Expansin de

Transmisin 2008-2012 resaltadas en color rojo.


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Figura 3.3 Diagrama expansiones propuestas en Plan de Expansin de Transmisin 2008-2012


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CAPTULO 4BASES Y CRITERIOS DE DISEO

4.1. Fuentes de Informacin

Para poder realizar los estudios en estado estacionario (simulaciones de flujo de carga y

cortocircuito) del Sistema Elctrico Nacional, fue necesario recopilar la informacin de los

parmetros de mquinas generadoras, transformadores, lneas y compensadores de potencia

reactiva, as como los datos de demanda de las distintas empresas que conforman el Sistema

Interconectado Nacional.

El personal tcnico de planificacin de La EDC suministr los pronsticos de demanda

hasta el ao 2024 de su rea de servicio y de las regiones de Aragua y Miranda (Regin R4 de

CADAFE), lo que permiti contar con datos fiables de la carga en el rea de inters para realizar

estudios en el ao horizonte. Para modelar el Sistema Elctrico Nacional en su totalidad se utiliz

una base de datos de CADAFE, la cual se actualiz con la ayuda de una modelacin del SEN

hecha recientemente por La EDC, de la cual se tomaron parmetros de equipos y las expansiones

incluidas.

Igualmente, fue necesario investigar sobre los tiempos promedios de fabricacin e

instalacin de turbinas de combustin y turbinas de vapor para as establecer la fecha de

incorporacin de los ciclos combinados de la Planta Termocentro. Para ello, se solicit a diversas

empresas fabricantes, pginas Web y la experiencia de la empresa consultora especializada

Asincro, C.A. de tiempos de fabricacin tpicos de las mquinas de generacin a instalar.

4.2. Tiempos Promedios de Fabricacin y Puesta en Operacin de Turbinas

La informacin solicitada sobre las caractersticas de operacin y los tiempos de

fabricacin de las turbinas a instalar en la Planta Termocentro sirvi para establecer los valores


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de capacidad instalada en la planta en sus diferentes fases, as como para obtener tiempos

realistas en los que las turbinas estarn en funcionamiento. De esta forma se pudo dar

informacin a La EDC de la secuencia en el tiempo en que estara en servicio la capacidad de

generacin propuesta para la Planta Termocentro.

Para poder cumplir con las fechas definidas para la instalacin de las turbinas queconforman los tres ciclos combinados previstos en Planta Termocentro fases 1 y 2, se tiene que

colocar la orden de compra de las primeras seis turbinas (cuatro de combustin y dos de vapor)

en la misma fecha. Tomando esto como premisa, y de acuerdo con los tiempos tpicos de

fabricacin, las dos turbinas de combustin del primer ciclo estaran en funcionamiento a los

veintisiete meses, mientras que las dos turbinas de combustin del segundo ciclo estaran

operativas en treinta y un meses, contados a partir de la fecha en que se coloque la orden de

compra.

En lo que respecta a las turbinas de vapor, una de ellas, con la que se cerrara el primer

ciclo, estara instalada y en operacin treinta y nueve meses despus de colocar la orden de

compra. La segunda turbina de vapor (segundo ciclo) estara en funcionamiento en cuarenta y tres

meses. La orden de compra de las turbinas del tercer ciclo podr colocarse en cualquier momento

despus de haber culminado las dos primeras fases. De esta forma, las dos turbinas de

combustin estaran en operacin veintisiete meses luego de colocar la orden de compra, y la

correspondiente turbina de vapor podra estar en funcionamiento en treinta y nueve. En la Tabla

4.1 se presenta el resumen de estos tiempos tomando en cuenta los lapsos promedios

mencionados.

Tabla 4.1

Tiempos de fabricacin, instalacin, pruebas y puesta en servicio de turbinas de

combustin y vapor a partir de la fecha en que se coloque la orden de compra.

Primer Ciclo Segundo Ciclo Tercer Ciclo2 Turbinas

Combustin

1 Turbina

Vapor

2 Turbinas

Combustin

1 Turbina

Vapor

2 Turbinas

Combustin

1 Turbina

VaporTiempo defabricacin

18 meses 28 meses 22 meses 32 meses 18 meses 28 meses

Tiempo deinstalacin


Tiempo deprueba y puestaen servicio


Tiempo total 27 meses 39 meses 31 meses 43 meses 27 meses 39 meses


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Tomando en cuenta estos tiempos, y considerando la exigencia del personal tcnico de La

EDC de contar con la puesta en servicio de las primeras cuatro turbinas de combustin (operacin

en ciclo abierto) de los primeros dos ciclos combinados a ms tardar para el ao 2011, se deben

colocar las rdenes de compra de las primeras seis turbinas en el primer trimestre del ao 2009.

De esta forma los dos primeros ciclos combinados estaran instalados y en funcionamiento (1080MW) en el tercer trimestre del ao 2012. Para dar un poco de holgura en la compra e instalacin

de las turbinas, se asumi la colocacin de la orden de compra del tercer ciclo en el ao 2015.

As, las ltimas tres turbinas estarn instaladas y en operacin en el primer trimestre del ao

2018.

Adicionalmente, en este estudio se incluy la instalacin de la generacin de las primeras

fases de la Planta La Raisa (200 MW) y del Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez

Bastidas (510 MW). En la Figura 4.1 se muestran cronolgicamente las fechas esperadas (por

trimestres) desde el 2008 hasta el 2019, donde se proponen las puestas en servicio de los

diferentes turbogeneradores indicados en el sistema elctrico de La EDC.

Figura 4.1

Fechas estimadas entrada en servicio nuevas plantas de generacin


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CAPTULO 5ESTIMACIONES DE DEMANDA

Al establecer el perodo de estudio de diez aos (2009-2018) para analizar el correcto

comportamiento del Sistema Elctrico Nacional y el de La EDC luego de la incorporacin de la

Planta Termocentro y dems Conjuntos generadores, fue necesario conocer el pronstico de

demandas de las distintas empresas integrantes del Sistema Interconectado Nacional, para as

tener informacin de la carga a suplir desde el 2009 hasta el 2018 (Ao Horizonte).

Las estimaciones de demanda se dividieron en dos partes: Las estimaciones para la zona

servida por La EDC y la zona Regin 4 (Estados Aragua y Miranda), y las estimaciones para el

resto del Sistema Elctrico Nacional.

5.1.

Demandas Zona de La Electricidad de Caracas y Regin 4

Para introducir en las modelaciones del sistema los datos de demanda en aos futuros para

la zona servida por La EDC y la servida en Estados Aragua y Miranda, se utilizaron los valores

obtenidos por parte del personal tcnico de planificacin de La EDC (Apndices A, B y C) [12,

13]. Estos valores corresponden con la demanda mxima de estas regiones hasta el ao 2024.

La demanda de La EDC est presentada en dos escenarios: alto y bajo. En esta estimacin

se asume igual crecimiento en todas las subestaciones mayores de su sistema. Adicionalmente, a

solicitud del personal tcnico de La EDC, se agregaron 172 MW a esta demanda, como carga

asignada a ser servida por la subestacin Castao que actualmente se encuentra en construccin.

En el caso de la Regin 4, a diferencia de la demanda para La EDC, se presenta un solo

escenario de demanda. Adems, existe un crecimiento desigual en la demanda de las

subestaciones de esta zona. Dentro de estos datos est incluida la informacin de transferencias

de cargas entre subestaciones y proyectos mayores a 1MVA en los aos que abarca el estudio de

estimacin de demanda.


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5.2. Demandas Resto del Sistema Elctrico Nacional

Como no se cont con informacin detallada de la demanda en el resto del Sistema

Elctrico Nacional, fue necesario determinar un factor de crecimiento en cada rea de servicio

y asumir un aumento de demanda proporcional a la carga servida por todas las subestaciones decada empresa. Para hacer esto se utiliz con informacin tabulada de la demanda del SEN desde

el ao 1999 hasta el ao 2018 (Apndice D), obtenida a travs de personal tcnicode CADAFE

[14]. Esta informacin est dividida por empresas, distribuyendo la demanda de todo el sistema

en EDC, CADAFE, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR y EDELCA. Con esta informacin se

pudo obtener, para cada ao, el Factor de Coincidencia (FCO), que es la relacin entre la demanda

mxima del Sistema Interconectado Nacional y la sumatoria de las demandas mximas de cada

una de las empresas que lo componen (en este caso las seis empresas en las que est dividida la

demanda del SEN) en un tiempo determinado. Este factor est definido por la siguiente ecuacin:

COF =DMS.I.N.(MW)

"DMEmp(MW) (1)

Donde DMS.I.N.es el valor de potencia mxima en megavatios registrada en el Sistema

Interconectado Nacional en un perodo de tiempo determinado, y !DMEmp representa la suma

de los valores mximos registrados por las diferentes empresas durante el mismo perodo detiempo.

De esta forma, se pudo obtener la demanda coincidente de cada una de las empresas,

multiplicando las demandas por el factor de coincidencia. Al tener la demanda coincidente de las

empresas para cada ao (desde 1999 hasta 2018), se pudo obtener un factor de crecimiento por

empresa en relacin a las demandas de la base de datos de CADAFE. As, por ejemplo,

conociendo la demanda mxima coincidente de una empresa, y dividindola entre la demanda

obtenida a travs de la base de datos de CADAFE de aos anteriores, se obtuvo un factor de

crecimiento de demanda de dicha empresa hasta el ao de inters. Una vez calculado este factor,

se procedi a multiplicarlo por la demanda de cada una de las subestaciones de la empresa

(obtenido de la base de datos de CADAFE), proyectando as la demanda de ese ao hacia los

aos en los que se hicieron los estudios. Por falta de informacin, se estim un solo escenario de

demanda.


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CAPTULO 6BALANCE GENERACIN-CARGA

6.1. Condiciones de Operacin Simuladas

Debido a la necesidad de hacer mantenimiento mayor a algunas de las unidades del

Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez Bastidas, se establecieron dos condiciones de

operacin dentro de las simulaciones realizadas.

En la primera condicin (Generacin Mxima) se asumi que todas las unidades de

generacin del Conjunto Generador Josefa Joaquina Snchez Bastidas estn en funcionamiento.

En la segunda condicin (Generacin Mnima) se asumi fuera de servicio por mantenimiento

una de las unidades de Ampliacin Tacoa, lo cual representa una disminucin en la generacin en

400 MW. Este valor cubre cualquier otra combinacin distinta de unidades de generacin fuera

de servicio por mantenimiento programado.

Es importante sealar que, aunque la condicin operativa sealada como generacinmnima no es la verdadera condicin de mnima generacin posible en el Conjunto Generador

Josefa Joaquina Snchez Bastidas, se defini de esta manera ante la necesidad actual y futura del

Sistema Elctrico Nacional (dficit de generacin trmica) de contar con el mayor nmero

posible de turbogeneradores en funcionamiento.

6.2. Escenarios de Demanda

Para cada una de las opciones de interconexin de la planta Termocentro evaluadas, se

definieron dos escenarios de demanda. Estos corresponden con las estimaciones de demanda del

sistema de La EDC. Dichos escenarios son: Escenario de Demanda Alta y Escenario de Demanda

Baja.


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La finalidad de esta divisin en las simulaciones del SIN, fue poder analizar el

comportamiento del sistema elctrico de La EDC dentro de todo el rango de demanda esperado

para los aos futuros. As, se pudo determinar de forma ms detallada, las necesidades de La

EDC de importacin o exportacin de energa elctrica del Sistema Interconectado Nacional para

los prximos diez aos.

6.3. Mximos Excedentes de Generacin

Como una de las medidas para solventar el dficit de generacin en el Sistema Elctrico

Nacional, los planes de expansin de generacin de La EDC contemplan la construccin de

grandes plantas de generacin o instalacin de nuevos turbogeneradores a corto, mediano y largo

plazo. Dependiendo de las fechas de entrada en servicio de estos turbogeneradores y la tasa de

crecimiento de la demanda, es posible pensar que en algn momento pueda existir un excedente

de generacin considerable en el sistema de La EDC.

Para determinar este posible excedente y proponer planes de expansin de transmisin

acordes con las necesidades del sistema, se realiz un balance generacin-carga del sistema

elctrico de La EDC en cada uno de los aos del perodo considerado, tomando en cuenta los

escenarios y condiciones de operacin definidas anteriormente.

Los resultados obtenidos para los aos 2009 y 2018 se muestran en las tablas 6.1 y 6.2. En

stas se presenta para estos aos, el desglose de la generacin de La EDC (todas las plantas de

generacin en servicio) y la demanda de La EDC para los dos escenarios especificados (Alto y

Bajo). Con estos datos se determin la cantidad de generacin anual que sera necesario

intercambiar entre el SIN y La EDC. En el Apndice E se presentan los resultados obtenidos para

los aos 2010, 2011 y 2012.


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6.3.1. Ao 2009

El balance generacin-carga es el siguiente:

Tabla 6.1

Balance generacin-carga EDC Ao 2009ESCENARIO ALTO ESCENARIO BAJO

Mxima Generacin Mxima Generacin

Tacoa 160 MW Tacoa 160 MW

Ampliacin Tacoa 1.200 MW Ampliacin Tacoa 1.200 MW

Jos Mara Espaa 450 MW Jos Mara Espaa 450 MW

Nueva Generacin en Tacoa 150 MW Nueva Generacin en Tacoa 150 MW

La Raisa 200 MW La Raisa 200 MW

Total Generacin EDC 2.160 MW Total Generacin EDC 2.160 MW

Total Demanda EDC 2.270 MW Total Demanda EDC 2.183 MW

EXCEDENTE EDC -110 MW EXCEDENTE EDC -23 MW

Mnima Generacin Mnima Generacin


Ampliacin Tacoa 800 MW Ampliacin Tacoa 800 MW






EXCEDENTE EDC -510 MW EXCEDENTE EDC -423 MW

En el 2009, primer ao de estudio, existe la necesidad de importar energa elctrica desde

el Sistema Interconectado Nacional hacia el sistema de La EDC, como se puede observar en la

tabla anterior. En este ao no sera recomendable hacer mantenimiento a unidades de ampliacin

Tacoa, ya que el sistema de La EDC dependera del SIN en un rango de 423MW a 510MW. En la

condicin en la que se encuentran todas las mquinas operativas posibles (Mxima Generacin),

el dficit de energa elctrica vara de 23MW a 110MW, cifras que aunque no son las deseadas,

no representan un problema grave.


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6.3.2. Ao Horizonte 2018

El balance generacin-carga es el siguiente:

Tabla 6.2

Balance generacin-carga EDC Ao horizonte 2018ESCENARIO ALTO ESCENARIO BAJO

Mxima Generacin Mxima Generacin


Ampliacin Tacoa 1.200 MW Ampliacin Tacoa 1.200 MW




Termocentro 1.620 MW Termocentro 1.620 MW



EXCEDENTE EDC 888 MW EXCEDENTE EDC 1.326 MW

Mnima Generacin Mnima Generacin


Ampliacin Tacoa 800 MW Ampliacin Tacoa 800 MW




Termocentro 1.620 MW Termocentro 1.620 MW



EXCEDENTE EDC 488 MW EXCEDENTE EDC 926 MW

En el ao 2018 se manejara un excedente que podra superar los 1.000 MW, para este

momento la interconexin hecha en la Planta Termocentro debera servir para suplir la demanda

necesaria y dar salida al excedente de energa del sistema de La EDC. En este ao sera factible

realizar un mantenimiento mayor a las unidades de Ampliacin Tacoa sin correr riesgo de dejar

de abastecer la carga del sistema.


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En lo que respecta a los aos 2010, 2011 y 2012 (Apndice E), los resultados obtenidos

demuestran que a partir del ao 2011 se cuenta con un excedente de energa que alcanza su

mnimo valor (399 MW) en el Escenario Alto bajo la condicin de Mnima Generacin, y alcanza

un mximo (975 MW) en el Escenario Bajo con la bajo la condicin de Mxima Generacin. En

el ao 2012, el excedente llega a superar los 1.000 MW. A partir de estos dos aos podraplantearse realizar mantenimiento mayor a las unidades de Ampliacin Tacoa sin comprometer la

operacin del sistema elctrico de La EDC. Para ilustrar estos resultados, en la Figura 6.1 se

presenta un grfico de los excedentes de energa mximos y mnimos en funcin de los aos.

Figura 6.1

Tabla excedentes de energa mximos y mnimos de La EDC en funcin de los aos

6.4.

Opciones de Interconexin

Una de las condiciones impuestas para la planificacin es que este excedente de

generacin solo puede inyectarse al SIN a travs de dos subestaciones: S/E OMZ 765/230 kV y

S/E Santa Teresa 230 kV. La otra condicin es que dicho excedente no circule por el anillo de

230 kV de La EDC, evitando de esta manera deteriorar su perfil de tensiones y carga

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